журналы подразделения новости подписка контакты home

архив
2001 год
2002 год
рубрики
ГЛАВНЫЕ СОБЫТИЯ МЕСЯЦА

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА. Ядерная энергетика

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА. Собственность

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА. Регулирование

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА. Тенденции

ТЕМА НОМЕРА. Добыча топливных ресурсов

ГАЗ И НЕФТЬ. Нефтерынок

ГАЗ И НЕФТЬ. Сектор газа

ГАЗ И НЕФТЬ. Проекты

ГАЗ И НЕФТЬ. Тенденции

УГОЛЬ

гостям
Агентство "Стандарт" предлагает вам подписаться на экномические журналы – лидеры в своей области.
























"ТЭК" – №6, 2001
Приложения к статье
Случаи использования новых технологий добычи нефти в Украине

ТЕМА НОМЕРА. Добыча топливных ресурсов

До последней капли

Украину трудно назвать страной, богатой нефтью. Объем добычи уже десятилетие почти замер у отметки 4 млн. т, мало-помалу сокращаясь. И это при том, что в Украине на начало 2000 года было разведано 230 нефтяных, газоконденсатных, газонефтяных и прочих месторождений. Правда, оценка запасов украинской нефти достаточно расплывчата и колеблется от 0,8 до 1,7 млрд. т.

Тем не менее, нефть в Украине существует, и ее необходимо добывать. Но с каждым годом делать это становится все труднее и труднее. Последние крупные месторождения в стране были открыты еще до начала 70-х. За последние два десятка лет не открыто ни одного даже среднего по размерам месторождения (то есть с запасами от 10 до 30 млн. т нефти). Поэтому сегодня в эксплуатацию вводится преимущественно "мелочь" – средний объем запасов разрабатываемых месторождений сейчас составляет порядка 300 тыс. т. Причем нефть здесь залегает, как правило, на больших глубинах, а в целом эти месторождения характеризуются трудными условиями эксплуатации. И хотя отечественные нефтяники все еще надеются на открытие пары-тройки приличных по запасам месторождений, очевидно, что "нефтяного Клондайка" в Украине не существует. Посему нужно рачительно использовать уже имеющиеся ресурсы.

В первую очередь, необходимо повышать коэффициент нефтеотдачи уже эксплуатируемых месторождений. Cуществующие технологи предполагают извлечение нефти примерно на уровне 32-38% от имеющихся запасов. А это означает, что после прекращения добычи в пласте часто остаются миллионы тонн нефти стоимостью в сотни миллионов долларов. Эффективно извлекать нефть – задача нетривиальная. Для этого нужны новые подходы и, прежде всего, новые технологии.

В принципе все методы добычи (как старые, так и новые) сводятся к одному и тому же: максимально увеличить подвижность нефти в пласте, а значит, повысить ее вынос на поверхность вместе с откачиваемой жидкостью, что, собственно, и позволяет увеличить коэффициент извлечения. Именно ради этой благородной цели нефтяной пласт давят водой, травят кислотами, греют паром, электричеством, поджигают… Самый же оригинальный метод интенсификации добычи нефти заключался в осуществлении подземных атомных взрывов под пластом. В Украине, правда, так нефть не "интенсифицировали", но и этот дивный метод нам знаком: в 1979 году с целью дегазации угольной шахты в окрестностях Енакиево (Донецкая область) взорвали атомный заряд.

Все технологические методы добычи нефти делятся на две группы: физико-химические и тепловые. Физические методы сводятся, в основном, к поддержанию внутрипластового давления путем закачивания туда воды. Для этого создают специальную сеть нагнетательных скважин, куда по определенной методике закачивают воду, которая и вытесняет нефть из пласта. Ежегодно в нефтяные скважины страны закачивается порядка 12 млн. куб. м воды. В 2000 году этот способ применялся на 26 месторождениях и обеспечил 60% общей добычи нефти в стране.

Впрочем, закачивать можно не только воду, но и газ. Еще в конце пятидесятых годов на Бориславском месторождении для увеличения коэффициента нефтедобычи стали использовать технологию закачки в пласт газа, а позднее – атмосферного воздуха. За 40 лет применения этого метода на одном из участков было дополнительно получено 310 тыс. т нефти. Там же применялись и другие передовые технологии добычи типа электроподогрева приотбойной зоны скважины (для повышения вязкости нефти) или нагнетания в пласт пара.

Иногда в закачиваемую воду добавляют нечто вроде стирального порошка – "поверхностно-активные вещества". Цель здесь та же, что и при стирке – "вымыть" побольше нефти. Сама концентрация таких веществ минимальна: достаточно примерно 0,5 кг порошка на тонну закачиваемой жидкости. Такой эксперимент проводился с 1979 года на Старосамборском месторождении. До средины 90-х туда было закачано 2,5 млн. т специально обработанной воды (cодержащей около 1,25 тыс. т поверхностно-активных веществ). Благодаря этому дополнительно было добыто 66 тыс. т нефти.

Подобную технологию пытались применять на Леляковском месторождении в 1988 году. В него начали закачивать композит пресной воды и раствора ПАВ. Предполагалось в течение 26 месяцев закачать в пласт 552 тыс. т этой смеси (46 циклов по 12 тыс. т каждый). Однако в связи с распадом Союза для завершения эксперимента не хватило денег. Тем не менее, даже осуществленный не в полном объеме, он дал прирост добычи в 30 тыс. т нефти.

Основная идея теплового способа тоже весьма банальна: если любую жидкость (ту же нефть) нагреть, то уж что-что, а течь она будет однозначно лучше. Вот ее и греют. Сначала пробовали использовать для этого электричество, но посчитали, что это дорого, и начали нагревать ее паром. Еще с 1971 года на Бориславском месторождении в пласт с помощью японских парогенераторов "Токума" стали закачивать пар под давлением 60-80 атмосфер. В результате дополнительно выкачали несколько десятков тысяч тонн нефти.

В начале 80-х применили еще одну, достаточно оригинальную, технологию подогрева – подземный пожар в пласте (официальное название звучит более сухо: "внутрипластовое горение"). Суть ее состоит в том, что в пласт подается воздух, а нефть поджигается. Путем нагнетания воздуха пожар поддерживается, пласт нагревается, продукты распада вытесняют нефть на расположенные рядом по контуру скважины. Эта технология была применена на Гнединцовском месторождении, где благодаря ей добыли дополнительно около 350 тыс. т нефти.

Несколько менее экзотический способ добычи – создание вокруг пласта парового окаймления, которое, медленно перемещаясь, вытесняет нефть. Как утверждают специалисты, в итоге удалось повысить коэффициент извлечения нефти примерно в 1,3 раза.

Тем не менее, особенно широкого применения в Украине все перечисленные выше технологии увеличения добычи нефти не получили. Нефтяники по натуре своей – народ достаточно консервативный: они четко представляют, как будет вести себя месторождение при традиционном способе добычи; а вот как оно будет вести себя в случае использования новых технологий – предсказать весьма трудно. В итоге, как правило, под опробование новых технологий даже в советские времена объекты выделялись "по остаточному принципу". Например, для испытания физико-химических способов, то есть, в сущности, под ту же воду, было выделено всего четыре участка со средней степенью разработки. Под тепловые методы выделили три объекта с "полностью выработанной пластовой энергией", то есть месторождения, где традиционным методам добычи заведомо ничего "не светило".

Всего новые технологии увеличения добычи нефти в Украине применялись на 10 участках восьми месторождений, и достаточно успешно – в результате было дополнительно добыто 2,5 млн. т. Однако после распада СССР использование перспективных технологий постепенно заглохло. Причин тому несколько. Во-первых, все эксперименты так и не преодолели опытно-промышленную стадию. Во-вторых, получаемая в результате использования новых технологий нефть была примерно вдвое дороже добытой обычным способом, а в бытность СССР куда проще и эффективнее было осваивать гигантские месторождения Сибири. Тем не менее, для опробования новых технологий все-таки выделялось вполне достойное финансирование и существовал даже специальный общесоюзный фонд.

С распадом СССР финансирование новых разработок кануло в Лету. Нефтяная промышленность Украины погрузилась в вексельно-бартерный водоворот, и ей стало не до новых технологий. Очень плохо платили даже за крайне дешевую нефть, добытую традиционном способом. В отрасли возникли многомесячные долги по зарплате. В этой ситуации о внедрении новых технологий оставалось только говорить. Параллельно шел отток кадров, способных реализовывать такие проекты, осуществлять их научное сопровождение.

Ситуация несколько изменилась только в прошлом году, когда отрасль стала получать достаточный объем денег за свою продукцию. Однако это не означает, что уже завтра украинские нефтяники начнут широко внедрять новые способы воздействия на пласт. Ведь все перечисленные выше технологии целесообразно применять на средних и крупных месторождениях. На супермелких (а именно их, в основном, сейчас и открывают) еще недавно была нерентабельна даже простая закачка воды в пласт. В итоге новые технологи применялись на старых месторождениях, которые уже многократно "отрабатывались" традиционными методами. Это, во-первых, снижает эффект их воздействия, а во-вторых, удорожает прирост добычи. Но для новых технологий нужна новая техника, новые методы контроля за пластом. Ничего этого у нефтяников сейчас нет. Все держится на давно устаревших бурильных установках и голом энтузиазме – а на нем далеко не уедешь.

Несколько более оптимистично выглядит ситуация с добычей родственного нефти газоконденсата. Это ценное сырье как для химии, так и для производства высокооктановых бензинов Его запасы в Украине довольно велики. В составе одного кубометра газа ряда месторождений типа Котловского, Тимофеевского, Березовского содержится до 500 грамм газоконденсата. Всего в Украине на сегодняшний день известно 139 объектов с удельным содержанием конденсата более 200 г/куб. м пластового газа. При этом 66 объектов находятся в разработке, 45 разведываются, а 28 таких месторождений уже полностью отработаны.

В любом случае украинские газовики имеют дело с десятками миллионов тонн потенциального сырья, которое получается в процессе осушения добытого газа. Сегодня в Украине удается извлечь не более 30-35% содержащегося в месторождениях газоконденсата. По мере добычи газа давление в пласте быстро падает, и его уже недостаточно для того, чтобы поднимать конденсат на поверхность. Дабы увеличить выход конденсата, в мировой практике применяют сайклинг-процесс. Суть его заключается в том, что поднятый на поверхность и содержащий конденсат газ наверху осушают (извлекают конденсат) и закачивают обратно в пласт. Тем самым падение давления газа в пласте происходит значительно медленнее, и в итоге удается добыть примерно вдвое больше конденсата, чем при традиционном способе. В Украине подобная технология впервые применялась на Новотроицком месторождении в период с 1981 по 1994 год. За это время было рециркулировано 2,25 млрд. куб. м газа и добыто 1,6 млн. т конденсата и 3,5 млрд. куб. м товарного газа. Причем не менее трети конденсата было добыто именно благодаря сайклинг-процессу. В 1991-1993 годах технология сайклинг-процесса успешно использовалась при разработке Тимофеевского и Котловского газоконденсатных месторождений.

По расчетам специалистов, применение сайклинг-процесса на даже истощенных месторождениях может дать прирост добычи примерно 60-75 тыс. т конденсата в год. Казалось бы, не так уж много, но это – $15 млн.! К тому же оборудование для сайклинг-процесса уже выпускается на Сумском НПО имени Фрунзе. Существуют в Украине и месторождения (Рудовско-Чернозаводское, Березовское), где возможно использовать природный газ для подержания давления при сайклинг-процессе. Тут газовые слои, насыщенные конденсатом, лежат выше более бедных конденсатом слоев газа. Кроме того, уже разработана технология, при которой давление газа с нижних слоев компенсирует откачку газа, содержащего конденсат.

Впрочем, одним из недостатков сайклинг-процесса является то, что во время его применения газ все-таки гоняется по кругу и месторождение выдает "на гора" только газоконденсат. Запасы же газа фактически омертвляются на несколько лет. Однако возможен промежуточный вариант поддержания давления в пласте – в него можно закачивать азот. Полностью заменить природный газ азотом невозможно, но даже замена всего 10% только на одном Куличихинском газоконденсатном месторождении позволила бы ежегодно дополнительно добывать порядка 180 млн. куб. м газа. При капитальных вложениях на уровне $20 млн. затраты окупились бы за 4 года. Правда, тут не учтено маленькое "но": все это произойдет при условии, что за добытый газ будут платить сполна и вовремя. Пока же для газовиков новые технологии добычи интересны лишь чисто теоретически.

Игорь МАСКАЛЕВИЧ

 
© агенство "Стандарт"